Анализ повреждаемости элементов трубопроводов тепловых сетей
Анализ повреждаемости элементов трубопроводов тепловых сетей по причинам возникновения дефектов и по видам дефектов проводился на основании данных по статистике отказов, предоставленных ОАО «Московская тепло-сетевая компания» по каждому из 12 районов теплосети за 2006 г.
Основными причинами повреждений являются:
• капель от протечек сверху — 34,4%;
• некачественная сетевая вода — 21%;
• подтопление трубопровода — 16,3%.
Основными типами повреждений трубопроводов тепловых сетей являются свищи и разрывы от внутренней и наружной коррозии. На основании полученных данных отметим, что от 73 до 96% повреждений элементов было выявлено в ходе проведения гидравлических испытаний (ГИ) по 12 районам тепловых сетей.
Результаты поверочных расчетов элементов, входящих в состав трубопроводов тепловых сетей
В качестве критически нагруженных и ответственных элементов трубопроводов тепловой сети при обосновании условий и параметров проведения гидравлических испытаний с учетом условий предельного нагружения и коррозионного износа рассматривались сильфонные компенсаторы, секторные колена с разным числом секторов и неуравновешенные по нагрузке узлы закрепления трубопроводов в неподвижных опорах.
Сильфонные компенсаторы. Для разгрузки сильфонных компенсаторов от действия изгибающих моментов применяется специальная расстановка элементов опорно-подвесной системы (ОПС). Поэтому основным нагружающим фактором для сильфонных компенсаторов является внутреннее давление.
Испытания сильфонных компенсаторов проводились при максимальном давлении ГИ, которое для Ду = 100-500 мм составляет 30 кгс/см2, для Ду=600-800 мм — 26 кгс/см2 и для Ду=900-1400 мм-24 кгс/см2.
Из проведенных расчетов (с расчетами можно ознакомиться в полной версии отчета, размещенного на РосТепло.ру — прим. ред.) следует, что при числе циклов проведения ГИ — 2 раза в год, наихудшие характеристики циклического нагружения имеют компенсаторы с Ду=100 мм. Но и у них циклическая прочность обеспечивается при более чем 3000 циклов нагружения.
Секторные колена. Повреждения колен весьма опасны своими последствиями — возможностью раскрытия сечения на значительной длине. Как колена, так и элементы опорной системы имеют зоны местной концентрации напряжений. Количественная оценка этих напряжений в литературе отсутствует.
Рассматривались секторные колена с угловыми размерами единичного сектора 22,5° и углом поворота 90°, образованные пересечениями секторов, вырезанных из прямолинейных труб. Полное число секторов в таком колене может равняться 3 или 5 в зависимости от того, выполнены ли сектора, прилегающие к прямолинейным участкам из самих этих же участков (трехсекторные колена) или являются отдельными полусекторами с углом 11,25 °.
Анализ полученных данных показал, что из колен, имеющих номинальную толщину стенки:
• наименее надежными являются секторные колена, изготовленные из стали 10;
• в ряде случаев прочность секторных колен при проведении ГИ помимо величины давления обусловлена правильностью расположения опор относительно колен; при корректном рас положении опор условия прочности могут быть обеспечены и при более высоком давлении ГИ, при отклонении от норм проектирования – давление ГИ должно быть снижено;
• при неудовлетворительном состоянии ОПС при увеличенных межпролетных интервалах, вызванных повреждением отдельных опор, про ведение ГИ может быть причиной повреждения колен за несколько циклов приложения нагрузки; в силу этого одним из обязательных условий проведения ГИ должно быть положительное заключение о текущем состоянии ОПС;
• с учетом возможного коррозионного утонения стенок трубопроводов действующие напряжения повышаются примерно на 15% на каждый миллиметр утонения; из этого следует, что не обходимо связывать информацию о состоянии ОПС перед проведением гидроопрессовок с надежностью колен и прямолинейных участков трубопроводов.
Неподвижные и скользящие опоры. Зоны установки неподвижных и скользящих опор характеризуются местными напряжениями, которые создаются совместным действием внутреннего давления и изгибающего момента от массовой распределенной нагрузки. Эти особенности напряженного состояния связаны с присоединением к трубопроводу жестких конструктивных элементов, препятствующих свободным деформациям. Присоединенные элементы могут быть несколькими ребрами жесткости (в неподвижных опорах) и узлами присоединения к трубопроводу опорных частей скользящих опор.
На основании проведенных расчетов и полученных данных следует, что при отсутствии коррозионного утонения все варианты типоразмеров (за исключением труб ∅1220×9 мм и ∅1420×10 мм, изготовленных из стали 10) удовлетворяют условиям прочности для всех рассмотренных типов сталей (10, 20 и 20К, ВСт3,
17ГС, 17Г1С, 16ГС). При наличии коррозионного утонения стенки трубы, действующие напряжения в ней будут повышаться на 10-15% на каждый миллиметр утонения. Из этого следует, что все типоразмеры труб (начиная с типоразмера ∅820×8 мм), вне зависимости от типа металла, из которого они изготовлены, при проведении ГИ попадают в зону риска. Поэтому давление ГИ для них должно быть дополнительно (помимо оценки состояния ОПС) обусловлено результатами толщинометрии в наиболее нагруженных зонах.
Оценка дополнительных силовых факторов, действующих на неуравновешенные неподвижные опоры в процессе эксплуатации трубопроводов тепловых сетей. Поскольку трубопровод представляет собой единое целое, реактивные усилия, возникающие во всех коленах (за счет поворота потока воды), передаются и на неподвижные опоры.
Как показали расчеты реактивного усилия для различных типоразмеров трубопроводов, усилия в каждом из колен могут быть достаточно велики.
Значительно большие усилия динамического характера развиваются в элементах трубопроводов (гибах и запорных органах) при разгоне и остановке потока воды, например, в момент пуска трубопровода в эксплуатацию или его останове, а также при аварийных режимах прекращения циркуляции. Эти усилия передаются на точки закрепления трубопровода, расположенные в непосредственной близости от запорных органов. Наихудший случай — экстремально быстрая (аварийная) остановка потока, когда на элементы трубопровода одновременно действуют внутреннее давление, а также динамические и компенсационные усилия. В этом случае нагрузки на неподвижные опоры, примыкающие к задвижкам, оказываются значительно больше проектных значений.
Для численной оценки динамических воздействий на колена и неподвижные опоры необходимо знать скорость изменения расхода воды, что, в свою очередь, определяется скоростью работы приводов запорной арматуры и расходными характеристиками этой арматуры.
При проектировании неподвижных опор следует учитывать как динамические, так и реактивные усилия.
Оценка силовых факторов, действующих на неподвижные опоры в процессе проведения гидроиспытаний. Рассмотрим трубопровод, состоящий из нескольких участков, разделенных неподвижными опорами, а также запорные органы, предназначенные для схемных переключений и отделения одних участков от других при проведении ГИ. Обычные прочностные расчеты трубопровода выполняются для участков, заключенных между краевыми закреплениями (неподвижными опорами). Этого достаточно для определения усилий самокомпенсации, приходящихся на узлы закреплений. Если участков, ограниченных неподвижными опорами, несколько, то компенсационные усилия в смежных неподвижных закреплениях складываются, взаимно уменьшая друг друга. При этом наибольшие компенсационные усилия возникают в тех узлах закреплений, которые являются концевыми или расположены в месте крутого поворота трубопровода тепловой сети.
Условия проведения ГИ создают иную расчетную схему. Ее особенностью является появление на участках трубопровода дополнительных распорных усилий, связанных с односторонним воздействием внутреннего давления на запорные органы, играющие в этом случае роль донышек. Эти усилия преобразуются во внутренние силовые факторы (усилия и изгибающие моменты), действующие на прилегающие к задвижкам неподвижные опоры. Если задвижка расположена в непосредственной близости от неподвижной опоры (как это обычно делается), то основные распорные усилия будут приходиться на нее. При удовлетворительном состоянии строительных конструкций этих опор дополнительные силовые факторы не получат дальнейшего распространения по трубопроводу. При неудовлетворительном состоянии строительных конструкций этих закреплений, распространение усилий по трубопроводу продолжится до следующих неподвижных опор, что может вызвать неуравновешенные усилия уже в них.
Наихудшим является случай наличия осевых конструктивных зазоров (люфтов) в неподвижных опорах, установленных рядом с запорными органами. В этом случае возможно существенное перераспределение усилий между несколькими неподвижными опорами, причем наибольшая нагрузка придется на ту из них, которая имеет минимальные люфты. Таким образом, узлы неподвижных опор, расположенные в непосредственной близости от задвижек, должны иметь минимальные люфты в осевом направлении.
Для корректного определения дополнительных нагрузок, приходящихся на строительные конструкции неподвижных опор, необходимо выполнять специальные прочностные расчеты участков трубопровода, прилегающих к задвижкам. В этих расчетах должны учитываться особенности проведения ГИ, в частности — конфигурация участков, величины холодных натягов, выполненных на рассматриваемом и соседних участках, температура проведения ГИ, а также сосредоточенная нагрузка от действия распорного усилия.
Анализ связи между результатами прочностных расчетов и статистикой повреждаемости рассмотренных элементов
В 2006 г. в 12 Московских районах теплосети повреждения в коленах трубопроводов составили 4,64% (от общего количества повреждений), в зонах установки скользящих опор — 4,39%; в зонах неподвижных опор — 0,37%.
Из приведенных данных следует, что основная масса повреждений приходилась на прямолинейные участки труб, а их причина так или иначе была связана с коррозией.
Преобладание повреждений прямолинейных участков над прочими элементами трубопроводов легко объяснимо их доминирующей протяженностью и гораздо большей вероятностью попасть в неблагоприятные внешние условия, чем у остальных элементов.
Учитывая малую линейную протяженность колен и их относительно небольшое количество на трубопроводах, соотношение повреждаемости колен с повреждаемостью прямолинейных участков также вполне закономерно и указывает на преобладающее влияние фактора коррозии.
Сравнивая количество повреждений в зонах установки скользящих и неподвижных опор, также можно заключить, что статистические данные и для этих элементов также вполне закономерны: количество скользящих опор на сетевых трубопроводах примерно на порядок больше, чем неподвижных опор, что и показывает статистика повреждаемости.
Количество скользящих опор в составе трубопроводов тепловых сетей существенно больше, чем колен, однако количество повреждений в них примерно одинаково. Но суммарные геометрические размеры зон, подверженных коррозионному влиянию в этих элементах, примерно одинаковы, что и выражается в примерно одинаковом количестве повреждений.
Из полученных данных также следует, что более высокий уровень напряжений от внутреннего давления и компенсационных усилий, действующих в коленах (по сравнению с напряжениями в зонах установки скользящих и неподвижных опор), не является, на первый взгляд, таким же значимым фактором, как коррозия. Однако известно, что распределение напряжений в коленах весьма неравномерно. Это обстоятельство при возникновении перегрузок приводит к постепенному благоприятному перераспределению напряжений. В то же время для прямолинейных участков труб такое перераспределение практически невозможно. Поэтому влиянием повышенных напряжений на надежность колен нельзя пренебрегать. В этой связи следует учитывать, что подавляющее большинство повреждений трубопроводов (от 73 до 96%) было обнаружено в процессе проведения ГИ. Однако если рассматривать отдельно статистику повреждений в зонах колен и опор в процессе проведения ГИ, то эта цифра будет существенно выше -99,4%. Из этого факта можно заключить, что повышенные напряжения либо в процессе эксплуатации, либо при проведении ГИ все же оказывают влияние на надежность этих элементов.
Анализ полученных данных показал, что даже для трубопроводов из стали 10 коррозионное утонение глубиной до 2 мм не приводит к выходу действующих напряжений при ГИ в область пластичности (за исключением трубопроводов типоразмеров ∅1220×9 мм и ∅1420×10 мм).
Как известно, внутренние и наружные поверхности сетевых трубопроводов являются изначально достаточно шероховатыми. Указанная шероховатость является причиной неравномерного распределения напряжений в тонких поверхностных слоях стенки. Дополнительной причиной указанной неравномерности могут быть местные остаточные напряжения в металле труб, связанные с их изготовлением. Устранить эти дополнительные напряжения можно лишь специальной термообработкой труб и их шлифовкой. Однако эти операции для труб, идущих на изготовление трубопроводов тепловых сетей, как правило, не применяются. Воздействие повышенного внутреннего давления в совокупности с изгибающими нагрузками могут вывести металл в зонах с микроконцентраторами, имеющими случайное расположение, а также в зонах с макроконцентраторами (коленах, сварных соединениях, неподвижных опорах) за пределы текучести. Это означает возникновение в локальных зонах постоянного повышенного уровня напряжений как при наличии внутреннего давления, так и при его отсутствии (за счет появления остаточных деформаций). Известно, что при наличии коррозионно-активной среды, это приводит к большей скорости протекания коррозионных процессов (так называемой «коррозии под напряжением»). Чем более ярко выражены концентраторы напряжений, тем скорость коррозии в них выше. Кроме того, наличие особо благоприятных условий для протекания местной коррозии может привести к точно такому же результату.
Известно, что естественная защита трубопровода от коррозии осуществляется за счет возникновения на его поверхностях защитной пленки. Известно также, что эта пленка может повреждаться как за счет воздействия на нее химически активной среды (изнутри и снаружи трубопровода), так и за счет деформаций, возникающих в трубопроводе под нагрузкой (например, при повышенных напряжениях). Если предположить, что механические свойства защитной пленки хуже, чем механические свойства основного металла, то ГИ повышенным давлением могут вызывать ее повреждения как по всей длине трубопровода, так и локально в зонах с повышенными напряжениями. С этой точки зрения каждое последующее проведение ГИ будет увеличивать скорость протекания как общих, так и локальных коррозионных процессов.
Статистические данные не подтверждают, но и не опровергают это предположение. Причина заключается в том, что имеющиеся данные не пригодны для проведения анализа с рассматриваемых позиций. Для этой цели необходимо сопоставлять скорость протекания в зонах без концентраторов и с концентрацией напряжений.
Для количественной оценки возможного влияния степени шероховатости поверхности трубы, а также механических свойств защитной пленки на надежность сетевых трубопроводов при ГИ в настоящее время, к сожалению, не хватает экспериментальных данных. Однако реальность этого предположения, подтвержденная другими исследованиями явления коррозии под напряжением, заставляет относиться к проведению гидроопрессовок повышенным давлением двояко: с одной стороны, — как к процедурам, надежно выявляющим элементы, находящиеся в состоянии предразрушения, с другой стороны, — как к процедурам, провоцирующим ускоренное развитие локальных коррозионных повреждений. Первое — очевидно, второе — требует экспериментального подтверждения и количественной оценки.
Предлагаемый подход к назначению давления гидроиспытаний
Принятая методика назначения давления ГИ имеет следующие недостатки:
• не учитываются прочностные свойства металла, из которого изготовлены трубопроводы;
• не учитывается фактическая расстановка и состояние элементов ОПС;
• не учитывается коррозионное утонение стенки.
Из вышесказанного следует, что:
• в случае некорректного расположения элементов ОПС относительно секторных колен наибольшие значения напряжений от внутреннего давления и массовой распределенной нагрузки развиваются в этих коленах;
• для случая корректного расположения элементов ОПС относительно секторных колен наибольшая концентрация напряжений будет иметь место в узлах неподвижных опор и зонах при варки к трубам оснований скользящих опор;
• концентрация напряжений будет усугубляться коррозионным утонением стенки трубы.
Таким образом, разработанные рекомендации должны обеспечивать возможность оценки давления ГИ для случаев как некорректного, так и корректного расположения элементов ОПС.
Дальнейшие шаги по разработке подхода требуют введения некоторых допущений.
1. Предположим, что прочность трубопроводных систем обеспечивается только прочностными свойствами самого металла трубопровода, а коррозионные процессы не связаны с напряженным состоянием и критериями прочности. Из этого следует, что для решения поставленной задачи можно воспользоваться критерием приспособляемости металла к действующим нагрузкам: K=min(σ=2×Re; σ=Re×(2,5-Re/Rт)), где Re — предел текучести металла, Rт – предел временного сопротивления, являющихся справочными величинами. Это допущение может обеспечивать снижение запаса прочности конструкции в том случае, если будут получены данные о влиянии повышенных напряжений на скорость протекания коррозии.
2. Принимается, что секторные колена и прямолинейные участки труб имеют одинаковый типоразмер. Это допущение идет в запас прочности конструкции.
3. Поскольку обычно не представляется возможным оценить скорость коррозии каждого колена в отдельности, предполагается, что измерение фактической толщины выполняется в представительных зонах на прямолинейных участках.
4. Принимается, что коррозионное утонение увеличивает только внутренний диаметр трубы. Это допущение также идет в запас прочности конструкции.
Кроме того, при назначении давления ГИ необходимо учитывать технические возможности по созданию реальных значений испытательного давления, которые установлены рядом рг0=24, 26 и 30 кгс/см2 в зависимости от Dнар в действующем в настоящее время распорядительном документе.
На основании принятых допущений была разработана методика по определению допускаемых значений давлений при некорректном расположении ОПС pг1 и при корректном расположении ОПС pг2.
С учетом всех изложенных выше соображений давление проведения ГИ рг должно назначаться по минимальному из ряда полученных значений рг0, рг1, рг2:
рг=min {рг0; рг1; рг2}.
Пример расчета значений рг1 для случая некорректного расположения опор относительно секторных колен, толщиной стенки с нулевым и 20% утонением (от исходного значения), приведены в табл. 1. В табл. 2 приведены выборочные данные для корректного расположения элементов ОПС.
При выборе допустимых значений давлений ГИ использовались критерии рг=min {рг0; рг1} и рг=min{рг0; рг2}.
Из табл. 1 видно, что при наличии недостатков в ОПС, допустимые значения давления ГИ для ряда типоразмеров (отличающиеся данные выделены красным цветом) ниже установленных в действующих директивных документах. Кроме того, видно, что для ряда типоразмеров коррозионное утонение резко снижает допустимое давление ГИ, при этом в ряде случаев оно ниже как рабочего давления, так и нижнего порогового значения, которое составляет 20 кгс/см2 (1,25рраб).
Выводы
1. Для действующих сетевых трубопроводов рекомендуется выполнять анализ корректности расположения опорных элементов по отношению к секторным коленам: колена должны располагаться в зонах с минимальным значением изгибающих моментов от действия распределенной нагрузки.
2. Проведение ГИ давлением выше установленного в действующих директивных документах нецелесообразно.
3. Для трубопроводов тепловых сетей давление ГИ определять:
• для некорректного расположения элементов ОПС по отношению к секторным коленам — в соответствии с табл.1;
• для корректного расположения элементов ОПС — в соответствии с табл. 2;
• более точно допустимые значения давлений ГИ — в соответствии с предложенной методикой.
4. Разработать программу постепенного снижения давления ГИ в зависимости от степени коррозионного повреждения трубопроводов.
5. При проектировании или при проведении поверочных расчетов сетевых трубопроводов следует учитывать влияние дополнительных усилий в запорных органах на надежность металлоконструкций смежных неподвижных опор.
6. Следует производить регулярную замену участков трубопроводов и колен, изготовленных из стали 10, на участки, выполненные из сталей с более высокими прочностными характеристиками.
7. Необходимо обеспечивать минимальные люфты в осевом направлении в узлах неподвижных опор, расположенных в непосредственной близости от запорных органов.
8. Желательно рассмотреть вопрос о целесообразности проведения специальных исследований влияния напряжений, развивающихся при ГИ, на скорость протекания коррозионных процессов.